RESUMEN En el presente trabajo se muestra la

RESUMEN En el presente trabajo se muestra la

COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL
COMITÉ NACIONAL VENEZOLANO
V CIERTEC - SEMINARIO INTERNACIONAL SOBR E GESTIÓN DE PÉRDIDAS,
E FICIENCIA ENERGÉTICA Y PROTECCIÓN DE LOS INGRESOS EN EL
SECTOR ELÉCTRICO
Área de Distribución y Comercialización
Ientificación del Trabajo: VE-104
Maceió, Brasil, Agosto de 2005
METODOLOGÍA DE CÁLCULO PARA PÉRDIDAS TÉCNICAS EN RED BAJA
TENSIÓN DE LA ELECTRICIDAD DE CARACAS – AES.
Tema 1.1: Pérdidas Técnicas .
Autores: HUBERT LASSO, CARLOS ASCANIO, MARIO GUGLIA
Empresa: C.A. La Electricidad de Caracas – AES
DATOS DEL AUTOR RESPONSABLE
PALABRAS-CLAVE:
Nombre: Hubert Lasso
Pérdidas
técnicas,
Metodología
Cargo: Supervisor Planificación Distrib.
estadística,
red
baja
tensión,
Dirección: EDC - Caracas
herramienta computacional, estimación
Teléfono: 058 212 597 4125
mensual,
Afijación
optima
Fax: 058 212 597 4106
proporcional
E-Mail: [email protected]
23.684. La herramienta computacional,
llamada ASPBT permitió la simulación y
el cálculo de las pérdidas técnicas en
circuitos secundarios más acometidas y los
factores
estaciónales
cuadráticos
mensuales
característicos
del
comportamiento de la demanda en la
empresa
permitieron
modelar
el
comportamiento mensual de las pérdidas
técnicas en la red de baja tensión.
Finalmente, se proponen mejoras a la
metodología empleada, incluyendo el
modelo para las estimaciones de pérdidas
técnicas mensuales
RESUMEN
En el presente trabajo se muestra la
metodología aplicada para el cálculo del
indicador de pérdidas técnicas en la red de
baja tensión de la Electricidad de Caracas AES para el período 2001-2004. Se
presenta la técnica estadística, el modelo
para la red de baja tensión, la herramienta
computacional, los resultados obtenidos al
aplicar esta metodología de cálculo y la
estimación mensual del indicador.
La utilización de la técnica estadística
permitió la estratificación y selección de
una muestra válida de 832 puntos de
transformación para una población de
1
para la reducción de pérdidas técnicas y no
técnicas.
Las pérdidas técnicas y no técnicas tienen
influencia directa sobre la rentabilidad de
la empresa, los costos de inversión y
operativos, la calidad del servicio y la
negociación de los pliegos tarifarios, de
aquí la importancia que la metodología
propuesta aproxime los cálculos teóricos a
lo que realmente pasa en el sistema de
distribución de tal forma de definir la
mejor estrategia de seguimiento y control.
INTRODUCCIÓN
Las pérdidas totales de energía eléctrica
están asociadas a la energía que se pierde
en la operación de la red eléctrica. Se
puede medir como la suma algebraica de la
energía neta generada con la energía
intercambiada a través del Sistema
Interconectado Nacional menos la energía
facturada al suscriptor.
Para poder realizar acciones efectivas que
permitan el seguimiento y control de las
mismas,
es
necesario
establecer
indicadores y una metodología de cálculo
para cada una de las áreas: Generación,
Transmisión y Distribución en Media y
Baja Tensión.
En el presente trabajo se enfatiza la
metodología de cálculo del indicador de
pérdidas técnicas para la red de
distribución en baja tensión, considerando
que hasta el año 1999 se calculaba
utilizando modelos teóricos con circuitos
secundarios y acometidas típicas para esta
área de la red. Con la implementación de
esta metodología estadística se ofrece un
mayor grado de precisión al cálculo del
indicador, ya que se utiliza un modelo real
para cada punto de transformación
seleccionado.
Para la selección de los puntos se aplicó la
técnica estadística de muestreo aleatorio
estratificado con afijación óptima, lo cual
en términos muy sencillos consistió en la
selección de elementos o componentes
capaces de representar a grupos de
elementos similares pertenecientes a la red.
Esta metodología se ha utilizado por el
comité de pérdidas técnicas de la empresa
desde el año 1999 y se ha perfeccionado
según se muestra en el presente estudio.
El indicador de pérdidas desagregado por
componente nos permite medir la
eficiencia para cada etapa del sistema y por
cada unidad de negocio, así como también
nos proporciona información que puede ser
utilizada en la coordinación de esfuerzos
I. RED DE BAJA TENSIÓN
La red de distribución en baja tensión de la
C.A. La Electricidad de Caracas–AES
cuenta con aproximadamente 19.200
kilómetros
de
líneas,
47.000
transformadores ó 23.286 puntos de
transformación validos para el estudio y
aproximadamente 981.192 suscriptores.
La red de baja tensión está conformada por
los siguientes componentes: circuitos
secundarios, acometidas y medidores de
energía asociados a cada suscriptor. En la
figura 1 se puede apreciar un esquema
unifilar que representa a la red de baja
tensión.
Figura 1 - Modelo Red de Baja Tensión Típica
La complejidad de la red de baja tensión
obliga a generar un modelo de cálculo
aplicando técnicas estadísticas que
permitan
seleccionar
una
muestra
representativa de la red, a la cual se le
pueda realizar un estudio exhaustivo desde
el punto de vista de flujo de carga.
2
i) Diseño y Estratificación: se selecciona
una base de datos de transformadores con
la siguiente información: Tipo de
conexión, tensión secundaria, estructura,
tipo de servicio, tipo de red, capacidad
total, cantidad de unidades, ubicación,
identificación (ID, PD, T) y circuito
asociado. Luego se filtra aplicando los
siguientes criterios:
•
Se excluyen los transformadores que no
son propiedad de la empresa
•
Se excluyen los transformadores
pertenecientes a circuitos mallados
•
Se agrupan los transformadores con
conexiones delta y delta abierta en un
solo punto de transformación para cada
ubicación.
Una vez depurados los datos y
aprovechando la información disponible,
se procede a seleccionar y estratificar la
muestra tomando en cuenta las variables
auxiliares que guardan relación con el
comportamiento de las pérdidas técnicas:
Conexión, Voltaje Estructura, Tipo de
servicio, Tipo de red y Capacidad
Para el momento de llevar a cabo el
cálculo del indicador de pérdidas técnicas
en baja tensión aplicando la metodología
aquí descrita, el sistema de la C.A.
Electricidad de Caracas se encontraba
dividido en ocho regiones o unidades de
negocio: Región Capital con Este, Sureste,
Noroeste, Centro y Oeste y Zonas
Foráneas con Los Teques Vargas y
Eleggua, cada región con características
propias en cuanto a su red de baja tensión.
A continuación detalles de la metodología
empleada para el cálculo del indicador de
pérdidas técnicas a nivel de circuitos
secundarios, acometidas y medidores.
II. METODOLOGÍA
La metodología que a continuación se
describe, fue aplicada simultáneamente en
cada una de las regiones que conforman
EDC-AES Venezuela. Por otra parte las
pérdidas en medidores de energía a los
suscriptores fueron calculadas basándose
en las características de cada tipo y se
cuantificó tomando en cuenta todos los
medidores instalados en la red de baja
tensión.
a. Circuitos Secundarios y Acometidas
El cálculo de las pérdidas técnicas para la
red de Baja Tensión (menos de 600
Voltios) se realizó aplicando técnicas
estadísticas con la intención de escoger,
sólo una muestra representativa de puntos
de transformación asociada a una porción
de la red de baja tensión de cada región
para luego extrapolar al resto de la red.
Para llevar a cabo el cálculo de las
pérdidas, se deben cumplir cinco pasos:
I. Selección de la muestra: se utiliza la
técnica de muestreo aleatorio estratificado
con afijación óptima, tomando en cuenta
los siguientes factores:
•
Grados de error y confianza deseados
•
Recursos disponibles y
•
Tiempo disponible para el estudio.
A su vez la selección de la muestra consta
de dos fases:
3
#
$ "
$
&
#
&
"
"
$
región este. De una población de 2937
puntos de transformación para la Región
solo fueron necesarios 165 puntos como
muestra representativa (5.6% del total )
para su estudio exhaustivo.
"
"
'
$
%
Tabla 1 - Selección aleatoria de la muestra por
cada estrato para la región Este
%
%
$
%
"
!
!
$
"
!
&
!
"
&
&
"
Estrategia de Estratificación ESTE 3
(
1
&
#
&
'
$
%
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%
$
$
%
%
%
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"
!
"&
"
!
!
!
""
"
Estrategia de Estratificación ESTE 3
"
"
2
Figura 2 - Diseño y estratificación de la muestra
(Caso Región Este)
Se trabajaron con múltiples estratos
buscando la mayor homogeneidad y menor
variabilidad
entre
las
variables,
considerando las múltiples características
de la población en estudio proveniente de
cada región.
Fueron necesarios 34 estratos para
caracterizar esta región, En promedio se
generaron 25 estratos por región, siendo la
máxima cantidad de estratos 34 para la
región Este y 16 la cantidad mínima para
Vargas.
ii) Cálculo de los tamaños muéstrales y la
selección aleatoria de la muestra: Para el
cálculo de los tamaños muéstrales por
región, se consideró aceptable trabajar con
un error del 10% y un grado de confianza
del 90%. Cada estrato, debe contener dos
elementos como mínimo para que la
muestra sea representativa. En la Tabla
No.1 se puede observar en detalle un
ejemplo de selección de la muestra para la
La población total de puntos de
transformación para toda la red de
distribución en baja tensión fue de 23.684.
El tamaño de la muestra escogido,
aplicando la técnica estadística fue de 868
puntos, representando un 3.7% del total de
la población. Una cantidad de puntos
suficientes para garantizar el grado de error
y confianza deseados, considerando los
recursos disponibles.
En la tabla No. 2 está el resumen que
muestra: promedio de estratos, población
total de puntos de transformadores,
muestra necesaria representativa y
porcentaje de puntos de transformación
seleccionados por región.
4
Tabla 2 - Resumen de tamaños muestrales por
Región. (*) Para Vargas se utilizó estudio
realizado durante el año 1999.
Tabla 3 - Plantilla para levantamiento red baja
tensión
II. Levantamiento y medición en campo
de puntos de transformación en red
secundaria y acometidas: En esta etapa
cada unidad de negocio realizó un
programa de levantamiento y medición con
personal propio y contratado, para el cual
se requirió un tiempo aproximado de seis
meses por región.
i) Levantamiento de la red de baja tensión:
Es necesario, para la simulación, levantar
en campo los siguientes parámetros por
punto de transformación:
•
Tipo de conductor y calibre de los
circuitos secundarios y acometidas
•
Distancia de cada tramo del circuito
•
Número de fases del circuito secundario
•
Número de conductores por fase
•
Número de clientes por cada acometida.
Con estos parámetros se construye el
modelo y un diagrama esquemático de la
red de baja tensión asociado al punto de
transformación como se muestra en figura
1 y que luego es digitalizado en una hoja
de cálculo Excel, diseñada para este fin e
identificada como lev.txt. ver tabla n° 3
La intención de utilizar este formato es
poder modelar y ejecutar el flujo de carga
en el software ASPBT diseñado para el
cálculo de las pérdidas en redes de baja
tensión.
ii) Medición: Previo al levantamiento de
circuitos secundarios y acometidas se
instala un equipo registrador de potencia y
energía a la salida de la baja tensión del
transformador. Se realiza mediciones a
cada
uno
de estos puntos de
transformación con registros de 24 horas
en
intervalos
de
15
minutos.
Simultáneamente con el registro de carga y
durante el levantamiento de acometidas y
medidores, se realiza una medición
instantánea de corriente en cada uno de los
medidores o acometidas asociadas a los
circuitos secundarios y al punto de
transformación, anotando la hora de la
medición. Ver figura 3 y tabla n° 3
Medidor
Registro 24 horas en TRX y
Medicion Instantanea en medidor
Figura 3 - Medición de corriente en Trx y
medidor
El equipo de registro utilizado en el
transformador es clase B y registra
parámetros como son: voltaje, corriente,
factor de potencia, potencia aparente,
porcentaje de la Distorsión Armónica Total
5
de Voltaje (%THDv) y Distorsión
Armónica Total de Corriente (%THDi) en
cada una de las fases a la salida del
transformador. La Precisión de la pinza de
corriente: 0.5%
La curva de carga del transformador es
vaciada en una plantilla de la misma hoja
de cálculo Excel identificada como
curv.txt. ver tabla n° 4
computación que se ha llamado
“Convertidor”.
3.- Creación Modelo Red Baja Tensión: El
modelo principalmente lo constituyen:
•
Los circuitos secundarios,
•
Las Acometidas y sus medidores
•
Perfil carga 24 horas en transformador
•
Corriente instantánea y máxima por
acometida y/o medidor
Este modelo (ver figura 3) permitirá
simular las pérdidas técnicas, y se genera
mediante la conversión de archivos Excel
(*.xls) antes mencionados a archivos de
datos (*.dat), ver figura 4.
Tabla 4 Plantilla para levantamiento red baja
tensión
A rc h iv o s
* . x ls
le v a n
* . tx t
c u rv a
* . tx t
+ ---------------------------------------------+
¦
C O N V E R T ID O R E D C
¦
¦
¦
¦
E N L A C E E N T R E A R C H IV O S D E E X C E L Y
¦
¦
A R C H IV O S D E P S S /U
¦
¦ P A R A A N Á L IS IS D E S IS T E M A S E N B A J A T E N S IÓ N
+ ---------------------------------------------+
¦
1 ) C o n v e r tir a r c h i v o s .T X T a fo rm a to .D A T d e l P S S /U
2 ) A y u d a y S u g e r e n c ia s
3 ) S a lir d e l P r o g r a m a
El objetivo de las mediciones es generar un
modelo que permita determinar la
contribución de cada una de las cargas de
cada suscriptor a la hora de demanda
máxima registrada en el punto de
transformación en estudio para la
simulación de las pérdidas técnicas. A
continuación ecuación que permite
extrapolar los consumos de cada medidor
al pico máximo de carga registrada en el
transformador.
I max .acom = [ I acom.med / I Trx ] * I max Trx 24 (1)
donde:
Imax.acom: Corriente máxima en medidor
o acometida
Iacom.med: Corriente tomada en medidor
o acometida
Itrx : Corriente del transformador a la hora
de la medida instantánea
Imax.Trx24: Corriente máxima del
transformador en el registro 24 horas.
Esta aproximación matemática se lleva a
cabo con un sencillo Programa de
S elec c io n e su o p c io n :
A r c h iv o s
*. d a t
Figura 4- Conversión archivos *.dat
Se utiliza un programa de computación
desarrollado
en
lenguaje
Fortran
denominado “Convertidor”. Este programa
fue elaborado para generar archivos de
datos compatibles con el programa PSSU ó
ASPBT para análisis de flujo de carga en
circuitos de baja tensión.
La fuente de datos del “convertidor” esta
constituida por las hojas de cálculo con
levantamiento de parámetros de circuitos
secundarios y acometidas, corriente
instantánea en medidores y la curva de
carga del transformador.
IV.- Simulación: para llevar a cabo la
simulación de flujo de carga en cada red de
baja tensión radial para el cálculo de las
pérdidas técnicas en circuitos secundarios
y acometidas, asociados a cada punto de
6
transformación, se utiliza el programa
computacional ASPBT a demanda
máxima, producto de las mediciones
instantáneas de corriente en cada medidor
o acometida.
El ASPBT fue desarrollado en la EDC
como herramienta para el cálculo de las
pérdidas en baja tensión y utiliza el modelo
de red radial arriba mencionado.
pérdidas técnicas en baja tensión de forma
exhaustiva, luego se extrapola a la
población de cada región haciendo uso de
los estimadores asociados a las cantidades
de puntos de transformación en función de
sus estratos, capacidades de potencia
instalada y pérdidas por estrato. Anexo
tabla con énfasis para la región este y total
para el resto de las regiones.
Tabla 5. Estimaciones pérdidas técnicas energía
Región Este
Tabla 6 - Estimaciones pérdidas técnicas en
energía en Baja Tensión EDC
Figura 5 - Simulación PD21348 Región Este
Una vez realizada la simulación se obtiene
el reporte de pérdidas técnicas en potencia,
energía y porcentaje por cada componente:
Circuitos secundarios y acometidas, Ver
figura 6.
La metodología aplicada ha permitido
estimar las pérdidas técnicas en unidades
de energía. Sigue la estimación para el
cálculo del indicador de pérdidas técnicas
de energía en forma porcentual.
INDICADOR
DE
PÉRDIDAS
TÉCNICAS DE ENERGÍA
Los resultados asociados a las pérdidas de
energía ( Tabla 5 ) y el registro de la
energía neta del sistema, nos permite
generar el indicador de pérdidas técnicas
para la red de baja tensión, disgregada para
circuitos secundarios y acometidas, así
mismo nos permite conocer la contribución
de cada región a este indicador.
Se obtiene unas pérdidas técnicas en
energía de 2.33% para circuitos
III.
.
Figura 6 - Reporte de Pérdidas Técnicas
La metodología se completa al extrapolar
las pérdidas de energía de la muestra a la
población de cada región, ver tabla 6.
V.- Estimación de las pérdidas de potencia
y energía: Para todos los puntos asociados
a la muestra representativa se calculan las
7
secundarios y acometidas en base a la
energía neta del sistema ver tabla 7. De
este indicador se deriva una conclusión
muy importante: el 91.8% de las pérdidas
se concentra en circuitos secundario de
baja tensión y solo 8.2% se concentra en
acometidas.
Figura 7 - Indicador de pérdidas técnicas en la
red de baja tensión.
Tabla 7- Indicador de pérdidas técnicas para
circuitos secundarios y acometidas
ESTIMACIÓN MENSUAL DE
LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS
La complejidad de la red de baja tensión,
la abundancia de recursos materiales y
humanos Además del tiempo necesario
para llevar a cabo en forma periódica la
actualización del indicador de pérdidas
técnicas obliga apoyarse, como una
primera aproximación, en modelos
matemáticos que permitan simular el
comportamiento del indicador en forma
mensual a partir de los resultados ya
simulados.
El modelo escogido y en estudio esta
soportado en el enunciado de la Ley de
Joule1, el comportamiento mensual de la
demanda total de la EDC ( kW ) registrado
entre los años 1998-2005 y en los
resultados de las pérdidas técnicas ( kW )
obtenidos en el presente estudio. Además
el modelo considera:
•
Índices estaciónales cuadráticos de la
demanda en potencia (1998-2001)
•
Índices por unidad del comportamiento
mensual de la demanda, tomando como
mes base el máximo de potencia
registrado para cada uno de los años
entre el 2001 y 2005.
Así mismo es necesario contar con los
siguientes parámetros en forma mensual y
anual:
•
Factor de Carga
•
Factor de pérdida
•
Potencias Máximas
IV.
b. Medidores:
Las pérdidas técnicas en medidores se
estiman por información de catálogos de
fabricantes y pruebas de laboratorio que
involucra las bobinas de tensión, estos
valores fueron obtenidos por la unidad de
Medidores de la empresa y solo se hace
mención a los resultados obtenidos:
Tabla 8 - Estimaciones pérdidas técnicas de
potencia en Medidores distribución
En unidades de energía se obtuvo:
11,608,392 kWh lo que representa el 0.1%
del total de pérdidas para la EDC.
Agrupando los resultados de red
secundaria, acometidas y medidores se
obtiene el indicador de pérdidas técnicas
en energía para la red de baja tensión en
forma porcentual 2.43%:
1
La potencia que se pierde por calentamiento esta
dada por la expresión P = I^2*R, donde I es la
corriente total y R es la resistencia eléctrica de los
equipos.
8
Energía
•
Tasa crecimiento de la demanda
El
modelo
permite
ajustar
el
comportamiento mensual de las pérdidas
técnicas entre una banda con limites
inferiores y superiores definida en la tabla
9, siendo el valor mas probable el
promedio de las pérdidas energía obtenidas
al aplicar índices estaciónales cuadráticos e
índices por unidad para cada año.
A continuación tabla con las estimaciones
mensuales de las pérdidas técnicas para los
años 2001 y 2005:
La aplicación puede ejecutarse en
ambiente Windows 95/ 98 ó Windows NT.
El calculo de pérdidas en el programa se
efectúa por estratos identificados con un
numero desde el cero 0 al 34 o en forma
individual por punto de transformación.
La simulación de pérdidas se efectúa en
dos pasos :
•
Selección de estratos, dependiendo de la
región y tipo de red que se quiera
estudiar.
•
Diagnostico de pérdidas, se ejecuta el
flujo de carga trifásico balanceado en
forma simultánea para los puntos
seleccionados.
Finalmente se genera un reporte como se
muestra en figura 5, con detalle en las
pérdidas técnicas en potencia, energía en
acometidas y circuitos secundarios.
•
Tabla 9 - Estimación de pérdidas técnicas
mensuales años 2001-2005
Mes /
AÑO
Limite
Inferior
Ene-01
2.16%
2.06%
2.31%
2.19%
2.40%
2.32%
2.33%
2.36%
2.33%
2.44%
2.42%
2.29%
Feb-01
Mar-01
Abr-01
May-01
Jun-01
Jul-01
Ago-01
Sep-01
Oct-01
Nov-01
Dic-01
Total
Anual
Ene-05
Feb-05
Mar-05
Abr-05
May-05
Jun-05
Jul-05
Ago-05
Sep-05
Oct-05
Nov-05
Dic-05
Total
Anual
Perdidas
Limite
Energia
Probables de
Superior Neta (GWh)
Energia
2.18%
2.11%
2.32%
2.25%
2.41%
2.36%
2.36%
2.41%
2.36%
2.46%
2.42%
2.33%
2.20%
2.17%
2.34%
2.31%
2.43%
2.39%
2.39%
2.45%
2.39%
2.48%
2.42%
2.38%
904.4
828.3
974.2
899.5
1,023.2
974.3
977.9
1,002.0
972.5
1,037.4
1,015.6
999.2
2.31%
2.34%
2.37%
11,608.4
2.21%
2.21%
2.39%
2.35%
2.50%
2.42%
2.44%
2.43%
2.41%
2.51%
2.48%
2.31%
2.27%
2.22%
2.40%
2.36%
2.50%
2.42%
2.45%
2.45%
2.43%
2.52%
2.49%
2.38%
2.32%
2.23%
2.41%
2.37%
2.51%
2.43%
2.46%
2.46%
2.46%
2.54%
2.49%
2.45%
969.7
894.9
1,017.6
977.2
1,052.6
1,008.3
1,032.9
1,031.7
1,022.4
1,068.5
1,036.5
1,016.9
2.39%
2.41%
2.43%
12,129.3
MEJORAS
A
LA
METODOLOGÍA
Las mejoras que a continuación se
describen apuntan a optimizar tiempo y
dinero en el uso de recursos,
principalmente, durante el proceso de
levantamiento y medición de la red de baja
tensión así como para la simulación.
Para las mejoras manejamos dos
propuestas:
• Calcular solo las pérdidas técnicas
en circuitos secundarios y mantener
constantes
las
perdidas
en
acometidas
• Simular flujo de carga en función
de índices estaciónales mensuales.
a.- Calcular solo pérdidas técnicas en
circuitos
secundarios
y
mantener
constantes las pérdidas en acometidas.
La conveniencia de calcular las pérdidas
técnicas en baja tensión a través de un
nuevo modelo surge al identificar que
91.8% de las pérdidas se concentra en
circuitos secundario de baja tensión y solo
8.2% se concentra en acometidas ( ver
tabla n° 7 ). Nuestra recomendación esta
orientada a mantener como una constante
el 0.19% ( base de la energía neta del
VI.
Los resultados son validos al asumir que
las pérdidas técnicas máximas son
coincidentes con el pico de carga máxima
del sistema.
HERRAMIENTA
DE
COMPUTACIÓN ASPBT
El ASPBT es la herramienta utilizada en la
etapa de simulación, es un programa de
análisis de circuitos secundarios y
acometidas de distribución con énfasis en
la evaluación de pérdidas de potencia y
energía.
V.
9
sistema ) de pérdidas técnicas en
acometidas y se calcule con mayor
precisión y en forma periódica las pérdidas
a nivel de circuitos secundarios. Ver
modelo en figura 8.
Transmision
Para la red de baja tensión asociada a cada
punto de transformación de la muestra
representativa de distribución, se simulan
doce flujos de carga correspondientes a la
carga máxima de cada mes del año en
estudio ajustadas por los índices
estaciónales de la curva de potencia del
sistema registrados en los últimos cinco
años
manteniendo
las
mediciones
instantáneas de carga en acometidas fijas.
M o d e lo e q u iv a le n t e
M
MES
Ene
Feb
Indice
Estacional 0.939 0.965
Demanda
Mar
Abr
May
0.981 0.998
1.020
Jun
Jul
Ago
1.007 1.007 1.008
Sept
Oct
Nov
Dic
1.019 1.031 1.037 0.993
S/E
DISTRIBUCION
Media Tensión
Baja Tensión
ACOMETDIDA
CTOS
SECUNDARIOS
M
CIRCUITO
M
M
M
M
M
M
M
CIRCUITO PRIMARIO
TRX
Caracterización de la Carga
M
35
M
30
Potencia en M.W
M
M
25
20
15
Medidor
10
5
0
1
2
3 4
5
6
7
8 9 10 11 12 13 1 4 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora s
M
M
M e d ic
i c ió
ió n In s ta n ta n e a
Figura 8 - Nuevo Modelo para cálculo pérdidas
técnicas en secundarios
Rigen las siguientes consideraciones para
el levantamiento y medición:
•
Levantar solo circuitos secundarios
tomando en cuenta calibre, numero de
cables por fase y longitud.
•
Tomar medición instantánea en cada
una de las fases según cantidad de
circuitos secundarios y promediar valor
medido
•
Medir todos los ramales del circuito, no
se medirán acometidas individuales a
excepción
de
las
acometidas
subterráneas trifásicas con calibre igual
o superior al conductor 4/0 aluminio
•
Medir cada transformador con registro
24 horas
•
Generar modelo solo con medición
instantánea en circuitos secundario
Las mediciones se convertirán con un
factor de escala a la hora pico de la carga
del transformador y las mediciones de cada
circuito se prorratean entre sus ramales en
proporción a sus mediciones.
b.- Simular flujo de carga en función de
índices estaciónales mensuales.
Figura 9 – Ajuste de la Demanda máxima
mensual a cada punto de transformación
CONCLUSIONES
Y
RECOMENDACIONES
Los porcentajes de pérdidas están referidos
a la energía neta del sistema.
El método empleado permitió calcular el
índice de pérdidas técnicas de la red de
baja tensión de la Electricidad de CaracasAES, estimado en 2,43% con una
confianza del 95% y con un error de 10%.
El 91,8% de las pérdidas técnicas en
energía en baja tensión se concentra en
circuitos secundarios y solo el 8,2% se
concentra en acometidas.
Por la cantidad de recursos que se
requieren para estimar las pérdidas en
acometidas, se recomienda mantener fijo
en 0,19% para futuros estudios.
La metodología empleada permitió
identificar y disgregar las pérdidas técnicas
por región en baja tensión así como su
contribución al indicador total.
La metodología propuesta presenta una
mejora con respecto al cálculo teórico de
VII.
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las pérdidas técnicas que se utilizó en los
años anteriores.
Las modificaciones implantadas en el
Software ASPBT permite reducir los
tiempos de simulación y para el próximo
estudio de actualización del indicador,
permitirá simular y estimar las pérdidas
mensuales en función de la curva de
demanda del sistema.
IX. REFERENCIAS
[1] Husseim, Khordr. “Técnicas Modernas
de análisis y diseños de sistemas de
distribución ” USB, Noviembre 2002,
pp.3-21.
[2] Luy, Ricardo, “Pérdidas técnicas en el
sistema de distribución de la C.A. la
Electricidad de Caracas y sus empresas
filiales ”, Mayo 1999.
[3] EDC-AES, “Metodología y Cálculo de
pérdidas técnicas para Generación,
Transmisión y Distribución 2001-2003”,
diciembre 2002.
[4] EDC-AES, “Pérdidas técnicas de
Potencia y energía eléctrica, Desglose y
Alternativas para su reducción en el
sistema eléctrico de la EDC”, Abril 1997.
[5] Garcia, Ignacio “ Diseño y
estratificación de la Muestra para la red
Baja Tensión”, Julio 2001.
[6] EDC-AES. “Manual glosario de
términos pérdidas de energía”. Enero 2000.
[7] MemoBox 300, “Manual Técnico”.
VIII. AGRADECIMIENTOS
Especialmente al Prof. Alberto Naranjo por
su gran contribución en el desarrollo del
programa ASPBT, al Profesor Carmelo
Solórzano por sus consejos, a los
Ingenieros Ricardo Luy y Víctor Mendible
por sus recomendaciones y apoyo, y a
todas las personas que participaron desde
cada una de las regiones en el cálculo del
indicador de pérdidas técnicas para el
periodo
2001-2004,
incluyendo
Generación,
transmisión,
CCO
y
Medidores a través del comité central de
pérdidas técnicas.
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